光热发电电价
性质”的这部分上网电量收益基本稳定的原则，确定纳入可持续发展的价格结算机制的电量规模和机制电价水平。纳入可持续发展价格结算机制的电量主要是：分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏、光热发电等未进入电力市场
近期，内蒙古自治区发展改革委
自治区能源局发布《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》、《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》政策解读。详情如下：一、内蒙古深化新能源上网电价
近日，内蒙古自治区发展改革委、能源局印发关于《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。方案显示，蒙西电力市场2024年市场交易新能源电量占比已达92%以上。方案指出，推动新能源上网电价
上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。鼓励分布式、分散式新能源项目作为独立的经营主体参与市场，也可聚合后参与市场。未选择直接参与市场交易或
信息。电网企业、电力交易机构应在归集和报送电量数据时标注绿证对应电量是否纳入可持续发展价格结算机制(以下简称机制电价)，并对电量信息准确性负责。执行机制电价电量对应的绿证参与交易所获得的收益，按照国家
绿证核发交易系统中完成对应绿证的核销。(三)核销登记减排量的海上风电和光热发电项目绿证。国家绿证核发交易系统依据CCER注册登记平台共享信息，对已完成自愿减排项目审定和登记的海上风电、光热发电项目计入
新能源上网电价市场化改革。绿证核发基本实现全覆盖。加快建设全国统一电力市场。出台电力市场运行、信息披露、市场注册等规则，基本形成“1+N”基础规则体系。南方区域电力市场完成首次整月结算试运行。长三角
第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地项目建设。加快发展海上风电。积极发展分布式光伏、分散式风电，推动光热发电规模化发展。统筹水电开发和生态保护。积极稳妥推进重大水电工程开发，推动主要流域水风光
示范项目单位造价较首批下降约20%，成为平衡新能源波动与电力系统安全的关键解决方案。政策支撑：光热固定电价锁定收益阳萍华指出，国家层面首次在《中华人民共和国能源法》中明确“积极发展光热发电”，地方政策同步发
在2月26日举办的2025光伏发电项目技术经济性论坛上，中南勘测设计研究院资源所副主任工程师阳萍华表示，随着光热发电成本下降与政策精准支持，西北地区“光伏+光热”联营模式的经济性显著提升，青海
新能源及新能源装备制造基地初具规模。新能源装机达到8000万千瓦，装机占比达到65%左右、发电量占比达到35%左右;煤电装机达到3400万千瓦以上，新型储能装机超过600万千瓦，光热发电装机超过60万千
%左右、发电量占比超过40%;煤电装机达到5000万千瓦以上，抽水蓄能装机达到1000万千瓦，新型储能装机达到1000万千瓦，光热发电装机超过100万千瓦。新能源及新能源装备制造产业集群成势，形成
新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。(2)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的
绿色低碳发展机制的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，现就深化新能源上网电价市场化改革有关事项通知如下。一、总体思路按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策
)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。2025年6月1日起投产的新能源增量
2月9日国家发改委价格司发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知(发改价格(2025)136号)》。《通知》提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调
。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。(2)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展
)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。2025年6月1日起投产的新能源
光热电站参与电力市场化交易。鼓励2022年底前并网的存量光热发电项目参与交易。青豫直流配套光伏、风电、光热电站及班多水电站原则上不参与省内交易，玛尔挡水电站和羊曲水电站留青电量比例按相关协议执行。(三
、光热发电项目开展省内绿色电力交易，鼓励经营主体开展多年期绿色电力交易。(二)签约电量比例
考虑来水等不确定因素影响，为保证经营主体交易合同的执行率，年度交易签约比例原则上达到80%，其中厂网间保量保价
